Serie Generale n. 221 del 22-9-2005
DECRETI E DELIBERE DI ALTRE AUTORITA'
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 6 settembre 2005
Disposizioni generali in tema di qualita' del gas naturale, ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettere g) ed h), della legge 14 novembre 1995, n. 481. (Deliberazione n. 185/05). (GU Serie Generale n.221 del 22-09-2005)

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 6 settembre 2005.
Visti:
la direttiva n. 2003/55/CE del 26 giugno 2003;
la legge 6 dicembre 1971, n. 1083;
la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95);
la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge n. 239/2004);
il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di seguito:
decreto legislativo n. 164/00);
la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 30 maggio 1997, n. 61/97;
la deliberazione dell'Autorità 28 dicembre 2000, n. 237/00 e
successive modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n.
237/00);
la deliberazione dell'Autorità 30 maggio 2001, n. 120/01;
la deliberazione dell'Autorità 19 marzo 2002, n. 43/02 (di
seguito: deliberazione n. 43/02);
la deliberazione dell'Autorità 11 luglio 2002, n. 130/02;
la deliberazione dell'Autorità 17 luglio 2002, n. 137/02;
la deliberazione dell'Autorità 1° luglio 2003, n. 75/03 (di
seguito: deliberazione n. 75/2003);
la deliberazione dell'Autorità 4 dicembre 2003, n. 138/03 di
seguito: deliberazione n. 138/03);
la deliberazione dell'Autorità 4 dicembre 2003, n. 139/03;
la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2003, n. 144/03 (di
seguito deliberazione n. 144/03);
la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2003, n. 145/03;
la deliberazione dell'Autorità 22 luglio 2004, n. 125/04;
la deliberazione dell'Autorità 29 luglio 2004, n. 138/04;
la deliberazione dell'Autorità 5 agosto 2004, n. 144/04;
la deliberazione dell'Autorità 29 settembre 2004, n. 170/04 e
successive modifiche e integrazioni;
la deliberazione dell'Autorità 19 gennaio 2005, n. 5/05;
la deliberazione dell'Autorità 17 febbraio 2005, n. 24/05
la deliberazione dell'Autorità 27 luglio 2005, n. 157/05;
la deliberazione dell'Autorità 29 marzo 2005, n. 53/05;
la deliberazione dell'Autorità 29 luglio 2005, n. 166/05;
la deliberazione dell'Autorità 4 agosto 2005, n. 179/05;
il documento per la consultazione 26 maggio 2005 «Estensione
della misura su base oraria ai clienti finali con consumi di gas
naturale superiori ai duecentomila metri cubi annui e ai punti di
consegna delle reti di distribuzione» (di seguito: documento per la
consultazione in tema di misura del gas);
il documento per la consultazione 8 giugno 2005 «Regolazione del
potere calorifico del gas naturale» (di seguito: documento per la
consultazione in tema di PCS);
il codice di trasporto di Snam Rete Gas Spa approvato
dall'Autorità, ed in particolare il capitolo 11 intitolato «Qualità
del gas»;
il codice di trasporto di Edison T&amp;S Spa, ridenominata dal
31 dicembre 2004 Società Gasdotti Italia Spa, approvato
dall'Autorità, ed in particolare il capitolo 11 intitolato «Qualità
del gas»;
Considerato che:
l'art. 1, comma 1, della legge n. 481/1995 prevede che
l'Autorità garantisca la promozione della concorrenza e
dell'efficienza nei servizi di pubblica utilità del settore del gas,
promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori, tenuto
conto della normativa comunitaria e degli indirizzi di politica
generale formulati dal Governo;
l'art. 2, comma 12, lettera g), della legge n. 481/1995 prevede
che l'Autorità controlli lo svolgimento dei servizi con poteri di
ispezione, di accesso, di acquisizione della documentazione e delle
notizie utili;
l'art. 2, comma 12, lettera h), della legge n. 481/95 prevede che
l'Autorità emani direttive concernenti la produzione e l'erogazione
dei servizi da parte dei soggetti esercenti i servizi medesimi;
l'art. 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95, prevede
che l'Autorità in caso di inosservanza dei propri provvedimenti
ovvero nel caso in cui le informazioni e i documenti acquisiti non
siano veritieri irroghi sanzioni amministrative pecuniarie;
l'art. 2, comma 22, della legge n. 481/1995, prevede che le
pubbliche amministrazioni e le imprese siano tenute a fornire
all'Autorità, oltre a notizie e informazioni, la collaborazione per
l'adempimento delle sue funzioni;
l'Autorità può imporre obblighi a garanzia della sicurezza del
servizio di trasporto del gas, intesa come tutela dell'integrità
fisica delle persone e delle cose, finalizzati alla salvaguardia di
diritti costituzionalmente garantiti, quali il diritto alla salute e
il diritto di proprietà;
l'art. 8, comma 1, del decreto legislativo n. 164/2000 definisce
l'attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale come
un'attività di interesse pubblico, disposizione confermata dall'art.
1, comma 2, lettera b), della legge n. 239/2004;
l'art. 8, comma 6, del decreto legislativo n. 164/2000 stabilisce
che le imprese di trasporto e dispacciamento del gas naturale
garantiscono l'adempimento di ogni altro obbligo volto ad assicurare
la sicurezza, l'affidabilità, l'efficienza e il minor costo del
servizio;
la deliberazione n. 237/00 ha disposto che le tariffe di
distribuzione del gas siano adeguate al potere calorifico effettivo
superiore (di seguito: PCS) del gas;
la deliberazione n. 43/02 ha disposto che nell'erogazione di
tutti i servizi del mercato del gas naturale l'esercente adegua la
determinazione del corrispettivo per il servizio erogato al PCS del
gas;
in conseguenza dei due precedenti alinea ed in base a quanto
stabilito dalla deliberazione n. 138/03 le condizioni di fornitura
del gas naturale ai clienti finali risultano correlate al PCS del gas
fornito;
il PCS del gas costituisce quindi un parametro comune a tutti i
servizi del sistema del gas naturale e fondamentale per la
correttezza dei corrispettivi e degli importi addebitati
rispettivamente ai soggetti operanti nel settore del gas naturale ed
ai clienti finali;
nei codici di trasporto di Snam Rete Gas Spa e di Edison T&amp;S Spa,
approvati con le deliberazioni dell'Autorità n. 75/03 e n. 144/03,
vengono regolati aspetti dell'attività di trasporto peculiari di
ciascuno dei due soggetti;
rimangono alcuni aspetti relativi al PCS e ai parametri di
qualità del gas naturale, di carattere generale ed indipendenti dal
soggetto che esercita l'attività di trasporto del gas naturale, che
richiedono una più puntuale regolazione;
l'avvio di nuovi terminali Gnl e l'aumento delle importazioni
tramite il potenziamento dei gasdotti esistenti e la realizzazione di
nuovi gasdotti di importazione potrebbe provocare nel medio periodo
un aumento delle zone con elevata variabilità del PCS del gas
naturale e, più in generale, un aumento della variabilità delle
caratteristiche chimico-fisiche del gas naturale immesso nelle reti
di trasporto;
sia indispensabile in tale scenario una regolazione più puntuale
della misura e del controllo del PCS e delle caratteristiche
chimico-fisiche del gas naturale fornito ai clienti finali ad
integrazione e completamento dei provvedimenti già emanati in
materia dall'Autorità;
il documento per la consultazione in tema di PCS ha proposto:
per quanto riguarda la metodologia di misurazione e controllo
del PCS e degli altri parametri di qualità del gas naturale, che:
a) la misura del PCS del gas naturale debba avvenire in
continuo esclusivamente mediante gascromatografo con installazione
fissa, prevedendo un gascromatografo per ognuna delle Aree Omogenee
di Prelievo (di seguito: AOP), sulla base della norma ISO 6976;
b) la misura del PCS e degli altri parametri di qualità del
gas naturale debba avvenire in corrispondenza di ogni punto di
ingresso della rete di trasporto;
c) l'installazione e la verifica degli apparati di misura del
PCS e degli altri parametri di qualità del gas naturale debbano
essere conformi alla legislazione ed alle norme tecniche vigenti in
materia;
d) tutte le aziende di trasporto debbano dotarsi di una
metodologia di individuazione delle AOP analoga a quella adottata da
Snam Rete Gas;
per i casi di gas naturale fuori specifica, l'obbligo per le
aziende di trasporto di intercettare, nel rispetto delle leggi
vigenti in materia e nei minimi tempi tecnici possibili, l'ingresso
nella rete di trasporto di tale gas, ferme restando le
responsabilità delle parti coinvolte nell'ingresso di gas fuori
specifica;
per i casi di disfunzioni del sistema di misura del PCS del gas
naturale che provochino la mancanza di valori della misura del PCS,
che:
a) vengano definiti standard generali pari al 95-98% di
disponibilità delle misure orarie per ogni mese e per ogni punto di
misura dei valori del PCS del gas naturale limitatamente ai casi di
responsabilità dell'impresa di trasporto;
b) vengano introdotti obblighi di registrazione e di
comunicazione all'Autorità per le imprese di trasporto relativi al
numero dei giorni nei quali sono disponibili i valori del PCS del gas
naturale per ogni punto di misura;
c) vengano stabiliti criteri per la stima della misura nel
caso di sua indisponibilità, a seconda che sia possibile o meno
individuare un'AOP alternativa;
d) vengano rafforzati gli obblighi di informazione
dell'azienda di trasporto nei confronti dei propri utenti;
di non integrare quanto previsto nei codici di trasporto
approvati dall'Autorità in relazione alle eventuali dispute tra
aziende di trasporto ed utenti del sistema di trasporto in tema di
correttezza delle misure del PCS;
le aziende di trasporto di gas naturale hanno richiesto di:
meglio definire le problematiche connesse con la
responsabilità della misura e del controllo del PCS e degli altri
parametri di qualità del gas naturale con riferimento al caso in cui
gli apparati di misura non siano di proprietà dell'impresa di
trasporto;
precisare che, nel caso di fuori specifica del gas naturale
immesso nella rete di trasporto, la responsabilità sia innanzitutto
degli utenti del servizio di trasporto e che non sia responsabilità
dell'azienda di trasporto intercettare il gas naturale fuori
specifica, tenuto conto che non sempre è possibile impedire
l'ingresso nella rete di gas fuori specifica senza causare danni alle
riconsegne e senza compromettere la sicurezza ed il bilanciamento del
sistema;
stralciare dal provvedimento in tema di qualità del gas ogni
riferimento alla misura di volume di gas in quanto è opportuno che
tale problematica trovi una sua regolazione, pur in coerenza con il
presente provvedimento, nelle determinazioni che l'Autorità
assumerà in esito all'esame delle osservazioni pervenute al
documento per la consultazione in tema di misura del gas;
modificare le proposte in relazione ai casi di indisponibilità
della misura del PCS del gas naturale al fine di riferire obblighi di
servizio e livelli generali all'insieme dei punti di misura ed
all'indisponibilità giornaliera anzichè oraria del dato di misura;
definire obblighi di servizio e standard sui punti di ingresso
della rete di trasporto solo dopo un adeguato monitoraggio al fine di
individuare un giusto grado di severità delle nuove disposizioni
anche in riferimento ai costi derivanti dalla loro attuazione
raffrontati con gli effettivi benefici per il sistema;
prevedere una maggiore gradualità ed articolazione nel
dispiegamento delle disposizioni che l'Autorità intende emanare in
tema di qualità del gas;
i soggetti diversi dalle aziende di trasporto di gas naturale
hanno richiesto di:
prevedere livelli generali anche per la indisponibilità della
misura oraria del PCS e degli altri parametri di qualità del gas
naturale nei punti di ingresso della rete di trasporto che, data la
loro rilevanza per il sistema, siano ancora più stringenti di quelli
proposti dall'Autorità per i punti di misura nelle AOP;
stabilire un tempo limite entro il quale l'apparato di misura
del PCS del gas naturale, resosi indisponibile, debba essere reso
nuovamente operativo in modo da porre un limite al periodo di
indisponibilità della misura del PCS del gas naturale;
rendere più tempestive e complete le informazioni messe a
disposizione dalle imprese di trasporto ai propri utenti in tema di
qualità del gas con particolare riferimento ai casi di immissione di
gas fuori specifica o che possa comunque provocare un danno ai
clienti finali;
prevedere per le disposizioni diverse da quelle relative al
rafforzamento degli obblighi di informazione di cui al precedente
alinea, una maggiore gradualità nella loro entrata in vigore per
renderle realizzabili da parte di tutti i soggetti interessati.
Ritenuto che:
con riferimento alla misurazione ed al controllo del PCS e degli
altri parametri di qualità del gas naturale, sia opportuno porre in
capo all'impresa di trasporto la responsabilità della misura e del
controllo ditali parametri di qualità del gas naturale, prevedendo
peraltro, nel caso in cui gli apparati di misura non siano di sua
proprietà, che tale responsabilità sia posta in capo al
proprietario degli apparati;
in relazione all'obbligo di intercettazione del gas naturale
fuori specifica in ingresso alla rete di trasporto, sia opportuno:
non accogliere la richiesta delle aziende di trasporto di
eliminare dal provvedimento l'obbligo per le stesse aziende di
trasporto di intercettazione del gas fuori specifica nel caso in cui
tale gas non assicuri la sicurezza del suo impiego da parte dei
clienti finali civili a valle della rete di trasporto; infatti, da
una parte l'art. 8, comma 6, del decreto legislativo n. 164/2000
assegna alle aziende di trasporto il compito di garantire
l'adempimento di ogni altro obbligo volto ad assicurare la sicurezza
del servizio di trasporto e, dall'altra, le aziende di trasporto
dispongono delle informazioni e dei mezzi necessari per provvedere
all'adempimento di tale obbligo;
stabilire che l'intercettazione del gas fuori specifica da
parte dell'azienda di trasporto debba avvenire solo nei casi di
rischio per la sicurezza nell'uso del gas da parte di clienti finali
e fatta salva la possibilità per l'impresa di trasporto di accettare
l'immissione di gas naturale per il quale la stessa impresa di
trasporto abbia rilevato una oscillazione di uno o più parametri di
qualità del gas naturale al di fuori delle specifiche previste, ove
sia possibile assorbire tale variazione, ad esempio modificando
opportunamente gli assetti delle reti in attesa dell'esaurirsi del
transitorio del fuori specifica;
con riferimento ai casi di disfunzioni del sistema di misura del
PCS del gas naturale che provochino la mancanza di valori della
misura orarie del PCS:
si debba pervenire a livelli generali per ogni punto di misura
e per ogni mese dell'anno riferiti all'indisponibilità della misura
oraria al fine di assicurare un adeguato monitoraggio della qualità
del gas in ogni punto di misura interno ad una AOP individuando
altresì le AOP per le quali la disponibilità della misura oraria
risulti non soddisfacente a tutela degli utenti del servizio di
trasporto;
in fase di prima attuazione delle disposizioni generali
dell'Autorità in tema di qualità del gas, coincidente con gli anni
termici 2005-2009, per assicurare una adeguata gradualità di
implementazione sia opportuno:
a) che i livelli generali di disponibilità della misura del
PCS del gas naturale siano calcolati con riferimento
all'indisponibilità della misura giornaliera anzichè oraria del
dato e che si attuino i valori proposti nel documento per la
consultazione in tema di PCS nel successivo periodo di regolazione
per l'attività di trasporto;
b) far precedere l'introduzione di obblighi di servizio e di
livelli generali di indisponibilità della misura del PCS e degli
altri parametri di qualità del gas naturale nei punti di misura in
ingresso alla rete di trasporto da una fase di monitoraggio di tali
valori ai fini di una successiva migliore definizione di tali livelli
generali;
sia da accogliere la richiesta degli utenti del servizio di
trasporto di definire un tempo limite per il ripristino da parte
delle aziende di trasporto della misura del PCS del gas naturale e di
introdurre regole specifiche per la stima di tale misura nei periodi
in cui essa è indisponibile;
con riferimento alla misura di volume di gas, sia da accogliere
la richiesta delle aziende di trasporto di rinviare la definizione di
tale problematica, in coerenza con il presente provvedimento, nelle
determinazioni che l'Autorità assumerà in esito all'esame delle
osservazioni pervenute al documento per la consultazione in tema di
misura del gas;
in relazione al rafforzamento degli obblighi di informazione
dell'azienda di trasporto nei confronti dei propri utenti che:
le proposte contenute nel documento per la consultazione in
tema di PCS possano essere ritenute adeguate per il primo periodo di
attuazione del presente provvedimento, fatto salvo un ulteriore
successivo rafforzamento;
tuttavia, sia da accogliere la richiesta dei soggetti diversi
dalle imprese di trasporto di essere tempestivamente informati dalle
imprese di trasporto stesse e dalle imprese di Gnl, di produzione e
di stoccaggio negli eventuali casi di errata immissione in rete di
trasporto di gas fuori specifica o che possa comunque provocare un
danno ai clienti finali, dato che tali imprese sono le uniche in
possesso di tali informazioni ed una tempestiva informazione può
evitare danni ai clienti finali;
in relazione all'arbitro nelle eventuali dispute tra aziende di
trasporto ed utenti del sistema di trasporto in tema di correttezza
delle misure del PCS del gas naturale, la consultazione non abbia
evidenziato l'esigenza di una sua individuazione e che pertanto si
possa considerare adeguato per ora quanto previsto al riguardo dai
codici di trasporto approvati dall'Autorità;
con riferimento ai tempi di attuazione del provvedimento sia
opportuno prevedere una maggiore articolazione nel dispiegamento
degli effetti delle disposizioni generali emanate dall'Autorità con
il presente provvedimento, con particolare riferimento alla
installazione dei gascromatografi, ove assenti, all'applicazione dei
livelli generali di indisponibilità nella misura del PCS del gas
naturale, al fine di consentire la sua attuazione a tutti i soggetti
interessati;
sia opportuno prevedere che la ulteriore regolazione in tema di
PCS e dei parametri di qualità del gas naturale relativa ad aspetti
peculiari del singolo soggetto che esercita l'attività di trasporto
venga demandata alle modifiche e integrazioni dei codici di trasporto
da approvarsi da parte dell'Autorità;
Delibera:

1. Di approvare le disposizioni generali dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas in tema di qualità del gas naturale,
allegate alla presente deliberazione di cui formano parte integrante
e sostanziale (allegato A).
Milano, 6 settembre 2005
Il presidente: Ortis

Allegato A

DISPOSIZIONI GENERALI DELL'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
IN TEMA DI QUALITÀ DEL GAS NATURALE

Titolo I
Definizioni ed ambito di applicazione

Art. 1.

Definizioni

1. Ai fini del presente provvedimento recante disposizioni
generali dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in tema di
qualità del gas naturale, si applicano le definizioni dell'art. 2
del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di seguito: decreto
legislativo n. 164/00), e le seguenti definizioni:
a) «anno termico» è il periodo che intercorre tra il
1° ottobre di ogni anno e il 30 settembre dell'anno successivo;
b) «Area Omogenea di Prelievo» (AOP) è la porzione di rete di
trasporto per la quale il valore del PCS medio mensile del gas
naturale riconsegnato sia uguale per tutti i punti di riconsegna e
presenti, rispetto ai valori del PCS medio mensile del gas naturale
delle AOP adiacenti, una differenza non superiore al þ 2%;
c) «attività di produzione» è l'attività di cui all'art. 4,
comma 2, della deliberazione n. 311/01;
d) «attività di Gnl» è l'attività di cui all'art. 4, comma
3, della deliberazione n. 311/01;
e) «attività di importazione» è l'attività disciplinata
dall'articolo 3 del decreto legislativo n. 164/2000;
f) «attività di stoccaggio» è l'attività di cui all'art. 2,
comma 1, lettere ff) e hh), del decreto legislativo n. 164/2000;
g) «attività di trasporto» è il servizio di trasporto e di
dispacciamento di gas naturale o anche solo di trasporto di gas
naturale svolto attraverso reti di gasdotti, esclusi i gasdotti di
coltivazione e le reti di distribuzione;
h) «Autorita» è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas,
istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481;
i) «deliberazione n. 311/01» è la deliberazione dell'Autorità
21 dicembre 2001, n. 311/01;
j) «densità relativa» è il rapporto tra la densità del gas e
quella dell'aria secca entrambe calcolate alle medesime condizioni di
temperatura e pressione;
k) «gas naturale» è una miscela di idrocarburi, composta
principalmente da metano e, in misura minore da etano, propano,
idrocarburi superiori e gas inerti, tra cui azoto e anidride
carbonica;
l) «gas naturale fuori specifica» è il gas naturale
caratterizzato da uno o più parametri di qualità del gas naturale
che non rispettano i limiti specificati dall'impresa di trasporto nel
proprio codice approvato dall'Autorità;
m) «gas naturale liquefatto (Gnl)» è il gas naturale allo
stato liquido ad una temperatura minore od uguale alla temperatura di
ebollizione in corrispondenza di una pressione prossima a 101,325
kPa;
n) «giorno gas» è il periodo di 24 ore consecutive che inizia
alle 06.00 di ciascun giorno di calendario e termina alle 06.00 del
giorno di calendario successivo;
o) «impresa di produzione» è l'impresa che svolge l'attività
di produzione;
p) «impresa di Gnl» è l'impresa che svolge l'attività di Gnl;
q) «impresa di importazione» è l'impresa che svolge
l'attività di importazione;
r) «impresa di stoccaggio» è l'impresa che svolge l'attività
di stoccaggio;
s) «impresa di trasporto» è l'impresa che svolge l'attività
di trasporto;
t) «indice di Wobbe» è il rapporto tra il PCS del gas naturale
per unità di volume e la radice quadrata della sua densità relativa
nelle stesse condizioni di riferimento;
u) «parametri di qualità del gas naturale» sono i parametri di
qualità del gas naturale definiti dall'art. 3, comma 1;
v) «Potere Calorifico Superiore (PCS)» è la quantità di
calore prodotta dalla combustione completa, a pressione costante di
1,01325 bar, dell'unità di volume del gas, considerando i
costituenti della miscela combustibile nelle condizioni standard
(temperatura di 15 °C e pressione assoluta di 1,01325 bar) e
riportando i prodotti della combustione a queste stesse condizioni;
l'acqua prodotta dalla combustione si suppone condensata; l'unità di
misura è megajoule al metro cubo di gas secco in condizioni
standard;
w) «punto di ingresso della rete di trasporto» e un punto di:
i) importazione;
ii) immissione da un impianto di stoccaggio;
iii) immissione da un giacimento di gas naturale in
produzione;
iv) immissione da un impianto di Gnl;
v) immissione da una rete di trasporto gestita da un'altra
impresa di trasporto;
x) «punto di rugiada degli idrocarburi» è la temperatura alla
quale, per ogni data pressione, ha inizio la condensazione degli
idrocarburi;
y) «punto di rugiada dell'acqua» è la temperatura alla quale,
per ogni data pressione, ha inizio la condensazione dell'acqua;
z) «punto di misura» è un punto nel quale avviene la misura
dei parametri di qualità del gas o la misura del solo PCS;
aa) «punto di misura di una AOP» è il punto di misura, diverso
da un punto di ingresso della rete di trasporto, nel quale avviene la
misura del solo PCS del gas naturale ai fini della determinazione del
PCS del gas naturale riconsegnato in tutti i punti di riconsegna
appartenenti a quella AOP;
bb) «punto di misura in ingresso» è il punto di misura in
corrispondenza di un punto di ingresso della rete di trasporto, nel
quale avviene la misura dei parametri di qualità del gas naturale
immesso in quel punto nella rete di trasporto;
cc) «rete nazionale di gasdotti» è la rete di trasporto
definita con decreto del Ministero delle attività produttive ai
sensi dell'art. 9. del decreto legislativo n. 164/2000;
dd) «reti regionali di gasdotti» sono le reti di gasdotti per
mezzo delle quali viene svolta l'attività di trasporto ai sensi
dell'art. 2, comma 1, lettera ii) del decreto legislativo n.
164/2000, esclusa la rete nazionale di gasdotti.

Art. 2.

Ambito di applicazione

1. Sono tenute al rispetto di quanto disposto dal presente
provvedimento:
a) le imprese di trasporto;
b) le imprese di importazione;
c) le imprese di stoccaggio;
d) le imprese di produzione;
e) le imprese di Gnl;
f) i soggetti proprietari degli apparati di misura dei
parametri di qualità del gas naturale di cui all'art. 3, comma 1, o
del solo PCS del gas naturale, qualora tali apparati di misura siano
gli apparati di un punto di misura.
2. Il presente provvedimento non si applica ai gas diversi dal
gas naturale.

Titolo II
Misura dei parametri di qualità del gas naturale

Art. 3.

Parametri di qualità del gas naturale

1. Ai fini del presente provvedimento i parametri di qualità del
gas naturale, a garanzia della sicurezza del sistema di trasporto,
nonchè dell'intercambiabilità e della trasportabilità del gas
naturale, sono i seguenti:
a) PCS;
b) densità relativa;
c) indice di Wobbe;
d) anidride carbonica - CO(base)2;
e) ossigeno - O(base)2;
f) solfuro di idrogeno - H(base)2 S;
g) zolfo da mercaptani - S(base)RSH;
h) zolfo totale - S(base)tot;
i) punto di rugiada dell'acqua;
j) punto di rugiada degli idrocarburi.

Art. 4.

Misura del PCS del gas naturale

1. La determinazione del valore del PCS del gas naturale deve
avvenire prendendo in considerazione almeno i seguenti elementi:
a) metano - C(base)1;
b) etano - C(base)2;
c) propano - C(base)3;
d) isobutano - iC(base)4
e) normalbutano - nC(base)4;
f) isopentano - iC(base)5;
g) normalpentano - nC(base)5;
h) esani e superiori - C(base)6 +;
i) azoto - N(base)2;
j) anidride carbonica - CO(base)2.
2. La determinazione del valore del PCS del gas naturale deve
avvenire sulla base della composizione chimica del gas nel rispetto
della norma ISO 6976.

Art. 5.

Punti di misura nelle AOP

1. L'impresa di trasporto, fatto salvo quanto previsto al
successivo comma 5, dota ogni AOP, in cui ha suddiviso la rete di
trasporto gestita, di un solo punto di misura che deve essere
attrezzato con l'installazione fissa di uno o più gascromatografi,
propri o di terzi, per la misura in continuo del PCS del gas
naturale.
2. L'impresa di trasporto è responsabile per ogni punto di
misura nelle AOP e con riferimento al PCS del gas naturale:
a) della tempestiva e affidabile misurazione;
b) dell'effettuazione dei controlli e delle tarature periodiche
degli apparati di misura in modo conforme alla legislazione ed alle
norme tecniche di riferimento vigenti in materia o, nel caso di loro
incompletezza, a linee guida emesse dal Comitato Italiano Gas;
c) della telelettura dei dati di misura e del loro utilizzo ai
sensi di quanto previsto dal presente provvedimento.
3. L'impresa di trasporto è tenuta a rendere accessibili
all'Autorità gli apparati di misura del PCS del gas naturale di ogni
punto di misura nelle AOP per eventuali controlli.
4. Nel caso in cui gli apparati di misura del PCS di cui al
comma 1 non siano di proprietà dell'impresa di trasporto, il
proprietario di tali apparati è tenuto:
a) al rispetto di quanto previsto dal precedente comma 2,
lettere a) e b);
b) ad inviare all'impresa di trasporto interessata, entro il
31 ottobre di ogni anno, dichiarazione scritta di avere ottemperato a
quanto previsto dal comma 2, lettera b), nell'anno termico
precedente;
c) ad inviare all'impresa di trasporto entro il 31 ottobre di
ogni anno la documentazione attestante le cause delle eventuali
mancate disponibilità delle misure orarie del PCS del gas naturale
tra quelle indicate all'art. 14, comma 1;
d) a rendere accessibili all'impresa di trasporto ed
all'Autorità i propri apparati di misura per eventuali controlli.
In caso di mancato rispetto da parte del proprietario degli
apparati di misura di quanto disposto dal presente comma, è fatto
divieto all'impresa di trasporto di utilizzare le misure di tali
apparati di misura.
5. L'impresa di trasporto non è tenuta a dotare una AOP di un
punto di misura del PCS del gas naturale nel caso di rete di
trasporto con un unico punto di alimentazione da una rete di
gasdotti, nazionale o regionale, gestita da un'altra impresa di
trasporto.

Art. 6.

Metodologia di individuazione e modifica delle AOP

1. L'impresa di trasporto definisce la metodologia per:
a) individuare le AOP;
b) confermare o modificare a cadenza mensile i confini delle
AOP;
c) aggiungere nuovi punti di misura in una AOP, a seguito di
eccessiva variabilità del PCS, con conseguente individuazione di
nuove AOP;
d) aggregare più AOP esistenti, a seguito di prolungata
assenza di modifiche dei confini delle AOP, con conseguente
eliminazione di punti di misura del PCS esistenti;
e) individuare un'AOP alternativa per l'attribuzione del valore
giornaliero del PCS di una AOP in caso di indisponibilità del valore
giornaliero della misura del PCS in una AOP.
2. L'impresa di trasporto pubblica sul proprio sito internet il
proprio codice di rete di trasporto integrato con la metodologia di
cui al comma precedente entro i novanta giorni successivi
all'approvazione di tale metodologia da parte dell'Autorità.
Art. 7.

Punti di misura in ingresso

1. L'impresa di trasporto dota ogni punto di ingresso della rete
di trasporto gestita con un punto di misura dei parametri di qualità
del gas naturale in corrispondenza del medesimo punto di ingresso.
Tale punto di misura in ingresso deve essere attrezzato, fatto salvo
quanto previsto al successivo comma 5, con apparati di misura, propri
o di terzi, con l'installazione fissa di:
a) gascromatografi per la misura in continuo del PCS del gas
naturale, duplicati per i punti di importazione e per i punti di
immissione da impianti di Gnl;
b) altri apparati e sistemi di misura, limitatamente ai
parametri di qualità non misurabili mediante gascromatografi.
2. L'impresa di trasporto è responsabile per ogni punto di
misura in ingresso e con riferimento ai parametri di qualità del gas
naturale di quanto previsto all'art. 5, comma 2.
3. L'impresa di trasporto è tenuta a rendere accessibili
all'Autorità gli apparati di misura dei parametri di qualità del
gas naturale di ogni punto di misura in ingresso per eventuali
controlli.
4. Nel caso in cui gli apparati di misura dei parametri di
qualità del gas naturale di cui al comma 1 non siano di proprietà
dell'impresa di trasporto, il proprietario di tali apparati è
tenuto, con riferimento a tali apparati di misura, al rispetto di
quanto previsto all'art. 5, comma 4. Qualora il proprietario degli
apparati di misura dei parametri di qualità del gas non assicuri
mediante accordi sottoscritti con l'impresa di trasporto il rispetto
di quanto previsto all'art. 5, comma 4, l'impresa di trasporto dota
il punto di ingresso in questione con propri apparati di misura dei
parametri di qualità del gas naturale.
5. L'impresa di trasporto non è tenuta ad attrezzare un punto di
ingresso della rete di trasporto gestita degli apparati di misura di
cui al comma 1 nel caso di:
a) unico punto di alimentazione di una rete di trasporto da una
rete di gasdotti, nazionale o regionale, gestita da un'altra impresa
di trasporto;
b) punto di ingresso, diverso dal caso di cui alla precedente
lettera a e da un punto di importazione, caratterizzato da volumi
giornalieri di gas inferiori a 100.000 standard metri cubi.
6. L'impresa di trasporto, qualora si avvalga di quanto previsto
al comma 5, in alternativa a quanto previsto al comma 1:
a) attrezza il punto di ingresso con un sistema di
campionamento incrementale;
b) fa riferimento a quanto previsto dalla norma UNI EN ISO
10715 «Gas naturale - Linee guida per il campionamento» per quanto
riguarda la linea di campionamento, il controllo del processo di
riempimento e la rintracciabilità della bombola;
c) effettua almeno un campionamento al mese del gas raccolto
con il sistema di cui alla precedente lettera a), con successiva
analisi gascromatografica in un laboratorio accreditato SINAL o SIT;
d) effettua determinazioni istantanee dei punti di rugiada.

Art. 8.

Intercettazione del gas naturale nei punti di ingresso della rete di
trasporto per fuori specifica

1. È fatto divieto di immettere nella rete di trasporto:
a) gas naturale fuori specifica;
b) gas naturale che, pur non essendo fuori specifica, contenga
elementi di norma non presenti nel gas naturale in quantità che
potrebbero recare danno agli utenti del servizio.
2. L'impresa di trasporto, fermo restando quanto previsto dai
successivi commi 3 e 4, intercetta il gas naturale fuori specifica in
un punto di ingresso della rete di trasporto gestita qualora tale
fuori specifica non garantisca la sicurezza dell'impiego del gas
naturale da parte di clienti finali direttamente o indirettamente
serviti dalla rete di trasporto interessata dal gas naturale fuori
specifica.
3. L'impresa di trasporto effettua l'intercettazione di cui al
comma precedente nel rispetto delle leggi vigenti in materia e solo
dopo avere svolto nei minimi tempi tecnici possibili un'adeguata
analisi del fuori specifica ed una volta che siano stati utilizzati
tutti gli strumenti di flessibilità a sua disposizione per garantire
il bilanciamento quali-quantitativo delle reti da essa operate.
4. L'impresa di trasporto può continuare ad accettare in un
punto di ingresso l'immissione di gas naturale per il quale la stessa
impresa di trasporto abbia rilevato una oscillazione di uno o più
parametri di qualità del gas naturale al di fuori delle specifiche
previste, ove sia possibile assorbire tale variazione, ad esempio
modificando opportunamente gli assetti delle reti in attesa
dell'esaurirsi del transitorio del fuori specifica.
5. L'impresa di trasporto, in caso di intercettazione di un punto
di ingresso della rete di trasporto gestita, ne dà tempestivamente
comunicazione scritta agli utenti del servizio di trasporto
coinvolti, al soggetto, impresa di importazione o impresa di Gnl o
impresa di produzione o impresa di stoccaggio o altra impresa di
trasporto, che abbia immesso fisicamente il gas naturale fuori
specifica, e all'Autorità.

Titolo III
Indisponibilità delle misure dei parametri di qualità del gas
naturale

Art. 9.

Misura oraria disponibile del PCS del gas naturale

1. La misura oraria del PCS del gas naturale in un punto di
misura relativa ad un'ora si ritiene disponibile se, con riferimento
alle misure effettuate nell'ora considerata il PCS è stato
validamente rilevato per almeno la metà delle misure effettuate.
Art. 10.

Misura giornaliera disponibile del PCS del gas naturale

1. La misura giornaliera del PCS del gas naturale in un punto di
misura relativa ad un giorno gas si ritiene disponibile se, con
riferimento alle misure orarie riferite al giorno gas considerato,
sono disponibili le misure orarie relative ad almeno dodici ore anche
non consecutive.
Art. 11.

Indisponibilità della misura giornaliera del PCS del gas naturale in
una AOP

1. L'impresa di trasporto, nel caso in cui per un punto di misura
di una AOP non sia disponibile la misura giornaliera del PCS del gas
naturale, attribuisce al punto di misura la misura giornaliera del
PCS del gas naturale rilevata nello stesso giorno gas in un'AOP
alternativa, individuata ai sensi della metodologia di cui all'art.
6, comma 1, lettera e), fatto salvo quanto previsto al comma
successivo.
2. L'impresa di trasporto, qualora per un punto di misura di una
AOP, per il quale non sia stato disponibile la misura giornaliera del
PCS del gas naturale, non abbia reso nuovamente disponibile tale
misura entro il settimo giorno gas successivo a quello in cui è
iniziata l'indisponibilità del dato, a partire dall'ottavo giorno
gas è tenuta ad effettuare il campionamento del gas naturale nel
punto di misura di cui sopra con le modalità previste all'art. 7,
comma 6, lettere a), b) e c), e ad utilizzare per l'AOP interessata
il valore del PCS determinato dal laboratorio.
3. Nel caso in cui non sia possibile individuare un'AOP
alternativa all'AOP per la quale non sia disponibile la misura
giornaliera del PCS del gas naturale relativa ad un giorno gas,
l'impresa di trasporto, qualora non abbia reso nuovamente disponibile
tale misura entro il quarto giorno gas successivo a quello in cui è
iniziata l'indisponibilità del dato, a partire dal quinto giorno gas
è tenuta ad effettuare il campionamento del gas naturale nel punto
di misura di cui sopra con le modalità previste all'art. 7, comma 6,
lettere a), b) e c), e ad utilizzare per l'AOP interessata il valore
del PCS determinato dal laboratorio. L'impresa di trasporto considera
nei giorni gas in cui è risultata indisponibile la misura
giornaliera del PCS del gas naturale e nei quali non è stato ancora
effettuato il campionamento, il PCS medio mensile del mese precedente
in quel punto di misura.
4. L'impresa di trasporto è comunque tenuta a rendere nuovamente
disponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale entro il
quindicesimo giorno gas successivo a quello in cui è iniziata
l'indisponibilità del dato.
Art. 12.

Indicatori di disponibilità delle misure orarie del PCS del gas
naturale

1. Al fine di definire gli obblighi di servizio e gli standard
generali relativi alla disponibilità delle misure del PCS del gas
naturale, nel presente provvedimento si fa riferimento ai seguenti
indicatori:
a) percentuale minima di disponibilità mensile delle misure
orarie del PCS del gas naturale senza considerare un'AOP alternativa;
b) percentuale minima di disponibilità mensile delle misure
orarie del PCS del gas naturale considerando un'AOP alternativa.
Art. 13.

Livelli generali di disponibilità delle misure orarie del PCS del
gas naturale

1. I livelli generali di disponibilità mensile delle misure
orarie del PCS del gas naturale nei punti di misura in una AOP sono
definiti nella Tabella A.

Tabella A

Livelli generali di disponibilità delle misure del PCS del gas
naturale

=====================================================================
Indicatore |Livello generale
=====================================================================
Percentuale minima di disponibilità mensile delle |
misure orarie del PCS del gas naturale senza |
considerare un'AOP alternativa - DISPPCS1 |95%
---------------------------------------------------------------------
Percentuale minima di disponibilità mensile delle |
misure orarie del PCS del gas naturale considerando |
un'AOP alternativa - DISPPCS2 |98%

2. Il livello effettivo di disponibilità delle misure del PCS
del gas naturale relativo all'indicatore «Percentuale minima di
disponibilità mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale
senza considerare un'AOP alternativa» DISPPCS1 si calcola con
arrotondamento alla seconda cifra decimale mediante la seguente
formula:

{N(base)PCS1
DISP(base)PCS1 = ------------------------ x 100

N(base)PCS1 + N(base)PCSFS1

dove:
a) N(base)PCS1 è il numero delle misure orarie disponibili in
un punto di misura di una AOP senza considerare un'AOP alternativa;
b) N(base)PCSFS1 è il numero delle misure orarie non
disponibili in un punto di misura di una AOP senza considerare un'AOP
alternativa per le cause indicate all'art. 14, comma 1, lettera c).
3. Analogamente, il livello effettivo di disponibilità delle
misure del PCS del gas naturale relativo all'indicatore «Percentuale
minima di disponibilità mensile delle misure orarie del PCS del gas
naturale considerando un'AOP alternativa» DISP(base)PCS2 si calcola
con arrotondamento alla seconda cifra decimale mediante la seguente
formula:

N(base)PCS2
DISP(base)PCS2 = ------------------------ x 100

N(base)PCS2 + N(base)PCSFS2

dove:
a) N(base)PCS2 è il numero delle misure orarie disponibili in
un punto di misura di una AOP considerando un'AOP alternativa;
b)N(base)PCSFS2 è il numero delle misure orarie non
disponibili in un punto di misura di una AOP considerando un'AOP
alternativa per le cause indicate all'art. 14, comma 1, lettera c).
4. I livelli effettivi di disponibilità delle misure orarie del
PCS del gas naturale sono calcolati per ogni mese e per ogni punto di
misura di una AOP, fatto salvo quanto previsto all'art. 5, comma 5.
Art. 14.

Cause dell'indisponibilità delle misure orarie del PCS del gas
naturale

1. L'impresa di trasporto registra le cause dell'indisponibilità
delle misure orarie del PCS del gas naturale con riferimento a:
a) cause di forza maggiore, intese come eventi naturali
eccezionali per i quali sia stato dichiarato lo stato di calamità
naturale dall'autorità competente, scioperi, mancato ottenimento di
atti autorizzativi;
b) cause esterne, intese come danni provocati da terzi per
fatti non imputabili all'impresa di trasporto;
c) altre cause, intese come tutte le altre cause non indicate
alle precedenti lettere a) e b), comprese le cause non accertate.
2. Per le misure orarie del PCS del gas naturale le cui cause di
indisponibilità rientrano nelle classi di cui al precedente comma,
lettere a) e b), l'impresa di trasporto documenta la causa
dell'indisponibilità della misura.

Titolo IV
Obblighi di registrazione, comunicazione ed informazione
Art. 15.

Registrazione di informazioni e di dati

1. L'impresa di trasporto predispone appropriati strumenti, anche
informatici, al fine di registrare le informazioni e i dati relativi
alle attività regolate dal presente provvedimento.
2. L'impresa di trasporto registra per ogni punto di misura:
a) il codice univoco con cui identifica il punto di misura e la
sua ubicazione, distinguendo tra punti di misura di una AOP e punti
di misura in ingresso della rete di trasporto, a loro volta suddivisi
tra punti di importazione, punti di immissione da un impianto di
stoccaggio, da un impianto di produzione, da un impianto di Gnl e da
una rete di trasporto gestita da un'altra impresa di trasporto;
b) le grandezze misurate distinguendo tra PCS del gas naturale
e parametri di qualità del gas;
c) il soggetto che è proprietario degli apparati di misura;
d) per ciascuna delle grandezze misurate di cui alla precedente
lettera b) e per ogni giorno gas, nel caso di misura con
gascromatografo:
i) il numero di ore nelle quali è stata disponibile la
misura;
ii) il numero di ore nelle quali la misura non è stata
disponibile, distinguendo in base alle cause di cui al precedente
art. 14, comma 1;
e) per ciascuna delle grandezze misurate di cui alla precedente
lettera b) e per ogni mese, nel caso di misura con analisi di un
campione di gas naturale, il numero dei campioni analizzati.
Art. 16.

Verificabilità delle informazioni e dei dati registrati

1. Al fine di consentire l'effettuazione di controlli per
accertare la veridicità delle informazioni e dei dati comunicati e
assicurare il rispetto delle disposizioni contenute nel presente
provvedimento, l'impresa di trasporto:
a) mantiene gli strumenti di cui all'art. 15, comma 1,
continuamente aggiornati con le informazioni e i dati richiesti;
b) assicura la verificabilità delle informazioni e dei dati
registrati mediante adeguati sistemi di collegamento, anche
informatici, tra archivi commerciali, archivi tecnici e mediante ogni
altra documentazione ritenuta necessaria;
c) conserva in modo ordinato ed accessibile tutta la
documentazione necessaria per assicurare la verificabilità delle
informazioni e dei dati registrati, per un periodo non inferiore a
cinque anni termici successivi a quello a cui si riferiscono le
informazioni ed i dati.
Art. 17.

Comunicazione dell'impresa di trasporto all'Autorità e pubblicazione
delle informazioni e dei dati forniti

1. A partire dal 2006 l'impresa di trasporto comunica
all'Autorità entro il 31 dicembre di ogni anno con riferimento al
30 settembre dell'anno termico precedente:
a) i punti di misura di una AOP e la relativa ubicazione,
distinguendo tra:
i) quelli dotati e quelli non dotati di gascromatografo;
ii) quelli con apparati di misura di proprietà e quelli di
terzi;
b) i punti di misura in ingresso della rete di trasporto e la
relativa ubicazione, distinguendo tra:
i) quelli dotati e quelli non dotati di gascromatografo;
ii) punto di immissione da importazione, da impianto di
stoccaggio, da giacimento di gas naturale in produzione, da impianto
di Gnl e da altra rete di trasporto;
iii) quelli con apparati di misura di proprietà e quelli di
terzi.
2. A partire dal 2007 l'impresa di trasporto comunica
all'Autorità entro il 31 dicembre di ogni anno, per ciascun mese
dell'anno termico precedente:
a) per ogni punto di misura di una AOP e per ogni punto di
misura in ingresso della rete dotati di gascromatografo:
i) il numero dei giorni nei quali sono disponibili le misure
distinguendo tra misure del PCS e dei parametri di qualità del gas;
ii) il numero dei giorni nei quali non sono disponibili le
misure, distinguendo tra misure del PCS e misure dei parametri di
qualità del gas e tra le cause di cui al precedente art. 14, comma
1;
iii) il numero di misure orarie disponibili distinguendo tra
misure del PCS e dei parametri di qualità del gas;
iv) il numero di misure orarie che non sono disponibili,
distinguendo tra misure del PCS e misure dei parametri di qualità
del gas e tra le cause di cui al precedente art. 14, comma 1;
b) per ogni punto di misura di una AOP e per ogni punto di
misura in ingresso della rete non dotati di gascromatografo, il
numero di campioni di gas analizzati.
3. L'Autorità può utilizzare le informazioni ed i dati di cui
al comma precedente ai fini della loro pubblicazione, anche
comparativa.
Art. 18.

Obblighi di informazione dell'impresa di trasporto

1. L'impresa di trasporto evidenzia nel verbale mensile di misura
inviato agli utenti del servizio di trasporto:
a) i giorni gas per i quali la misura giornaliera del PCS del
gas naturale è risultata indisponibile;
b) precisa le modalità con le quali la misura è stata
stimata.
2. A partire dal 1° aprile 2006 l'impresa di trasporto pubblica
nel proprio sito internet entro il decimo giorno lavorativo di
ciascun mese:
a) i valori degli ultimi dodici mesi del valore medio mensile
del PCS del gas naturale per ogni punto di ingresso della rete di
trasporto;
b) per il mese precedente a quello in corso, l'elenco delle
cabine Remi, con l'AOP di appartenenza e il PCS medio del gas
naturale per ogni AOP.
3. L'impresa di trasporto, fatto salvo quanto previsto dall'art.
8, qualora rilevi la presenza di gas naturale fuori specifica in un
punto di ingresso della rete di trasporto, ne dà tempestivamente
comunicazione scritta agli utenti del servizio di trasporto
coinvolti.
Art. 19.

Obblighi di informazione delle imprese di importazione, di Gnl, di
produzione e di stoccaggio

1. Le imprese di importazione, di Gnl, di produzione e di
stoccaggio sono tenute a dare tempestivamente comunicazione scritta
all'impresa di trasporto ed agli utenti del proprio servizio
coinvolti nei casi di immissione in un punto di ingresso della rete
di trasporto di:
a) gas naturale fuori specifica;
b) gas naturale che, pur non essendo fuori specifica, contenga
elementi di norma non presenti nel gas naturale in quantità che
potrebbero recare danno agli utenti del servizio.

Titolo V
Disposizioni transitorie e finali
Art. 20.

Disposizioni transitorie

1. L'impresa di trasporto:
a) entro il 31 marzo 2006 comunica all'Autorità la metodologia
di cui all'art. 6, comma 1;
b) entro il 30 settembre 2007 attua quanto previsto dagli
articoli 5, comma 1, e 7, comma 1, per i punti di misura esistenti
alla data di entrata in vigore del presente provvedimento;
c) entro 12 mesi a partire da quello in cui la stessa impresa
di trasporto decide di aggiungere un punto di misura in
corrispondenza di una nuova AOP, ai sensi della procedura di cui
all'art. 6, comma 1, lettera c), attua quanto previsto dall'art. 5,
comma 1, per tale punto di misura.
2. Fino al 30 settembre 2007:
a) la misura oraria del PCS del gas naturale in un punto di
misura relativa ad un'ora si ritiene disponibile se, con riferimento
alle misure effettuate nell'ora considerata, il PCS è stato
validamente rilevato per almeno una misura effettuata;
b) la misura giornaliera del PCS del gas naturale in un punto
di misura relativa ad un giorno gas si ritiene disponibile se, con
riferimento alle misure orarie riferite al giorno gas considerato, è
disponibile almeno una misura oraria ai sensi della precedente
lettera a).
3. Negli anni termici 2006-2009:
a) al fine di definire gli obblighi di servizio e gli standard
generali relativi alla disponibilità delle misure del PCS del gas
naturale si fa riferimento ai seguenti indicatori:
i) percentuale minima di disponibilità mensile delle misure
giornaliere del PCS del gas naturale senza considerare un'AOP
alternativa;
ii) percentuale minima di disponibilità mensile delle misure
giornaliere del PCS del gas naturale considerando un'AOP alternativa;
b) con riferimento agli indicatori di cui alla lettera
precedente, i livelli effettivi di disponibilità mensile delle
misure giornaliere del PCS del gas naturale nei punti di misura in
una AOP sono calcolati con le stesse modalità definite all'art. 13,
commi 2 e 3, considerando le misure giornaliere disponibili anzichè
le misure orarie disponibili;
c) i livelli generali di disponibilità mensile delle misure
giornaliere del PCS del gas naturale nei punti di misura in una AOP
sono definiti nella tabella B.

Tabella B

Livelli generali di disponibilità delle misure del PCS del gas
naturale per gli anni termici 2006-2009

=====================================================================
Indicatore | Livello|generale
=====================================================================
|Dal 1° ottobre 2006 al|Dal 1° ottobre 2007 al
|30 settembre 2007 |30 settembre 2009
---------------------------------------------------------------------
Percentuale minima di | |
disponibilità mensile| |
delle misure | |
giornaliere del PCS | |
del gas naturale senza| |
considerare un'AOP | |
alternativa - DISPPCS3|93% |95%
---------------------------------------------------------------------
Percentuale minima di | |
disponibilità mensile| |
delle misure | |
giornaliere del PCS | |
del gas naturale | |
considerando un'AOP | |
alternativa - DISPPCS4|96% |98%

Art. 21.

Disposizioni finali

1. Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet
dell'Autorità www.autorita.energia.it ed entra in vigore dal 1°
ottobre 2005.